300 MW機組凝結水溶解氧增大的原因及處理

馬巖昕

(黑龍江華電齊齊哈爾熱電有限公司，黑龍江 齊齊哈爾 161000)

0 引言

某電廠2臺300 MW供熱機組于2007年建成投產。每臺機有3臺凝結水泵，型號為7LDTNB-7PJ立式多級凝結水泵，流量400 t/h，揚程275 m，配用額定功率YKL400-4型電動機，均為定速泵。由于凝汽器真空負壓系統存在泄漏，自2010年冬季供暖期開始，機組低負荷運行時凝汽器溶解氧逐漸增大，溶解氧高達150 μg/L。

1 凝結水溶解氧超標對機組的危害

根據電力技術監督的規定，要求發電機組凝結水溶解氧含量≤30 μg/L。凝結水含氧量過大時，將對機組造成以下幾種危害。

1.1 縮短設備的使用壽命

為了提高機組的循環效率，熱力系統采取回熱循環方式。當含氧量較高的凝結水通過回熱設備及其附屬管道時，將對設備造成腐蝕。這是因為氧與金屬形成原電池，使金屬產生電化學腐蝕，縮短了輔助設備的使用壽命，降低了機組運行的可靠性。

1.2 降低回熱設備的換熱效率

在汽輪機的回熱系統中，采用表面式換熱器，設備的腐蝕產物附著在換熱面上，形成疏松的附著層。同時，凝結水含氧過多，致使換熱面上形成一層氣膜，導致換熱熱阻變大，降低了循環熱效率。

1.3 影響汽輪機的運行

凝結水系統的溶解氧升高時，將加重除氧器的負擔，使得排氣門開度增大，造成熱量與工質的損失。凝結水溶解氧升高較多時，給水溶解氧也會升高，從而影響鍋爐水質和蒸汽的品質，引起結垢和腐蝕。如果汽輪機通流部分結垢，會影響汽輪機效率和安全運行，具體表現為：(1)減少通流部位的通流面積，增大軸向推力；(2)在主汽門、調門處引起氧化腐蝕，造成汽門卡澀，給汽輪機安全帶來較大危險。控制汽水指標不僅是汽輪機運行的重要任務，也是機組安全穩定運行的前提條件。

2 凝結水溶解氧超標的原因

凝結水中產生溶解氧的原因是，在凝汽器內的凝結水存在過冷現象，同時伴有空氣混入。在實際運行中，凝結水溶解氧偏高，一般是由于真空系統漏空氣量大、抽真空系統失常、凝結水泵入口管路漏氣、凝結水泵盤根漏氣等原因造成的。此外，凝結水中氧的質量濃度還與凝汽器的水位高低有關。因此，凝汽器保持較低的水位，避免淹沒鈦管造成過冷卻，確保凝結水的溫度與排汽溫度處于較小差值，可以減少溶解氧的含量。凝汽器冷卻水也會對凝結水的溶解氧產生影響。在冷卻水過量的情況下，真空度較高、排汽溫度較低時，凝結水因過冷而溫度更低，會增加溶解氧的含量。此時，可適當減少冷卻水量或使凝汽器保持較高水位，以提高凝結水溫度、減少溶解氧量。

3 凝結水溶解氧超標原因查找

10月份，機組投入運行帶熱網后，就存在低負荷時凝結水溶解氧一直不合格的問題。當機組負荷超過180 MW時，凝結水的溶解氧合格，小于15 μg/L；當機組負荷低于180 MW時，凝結水的溶解氧不合格，大于60 μg/L，且機組負荷越低超標越多。為此，工作人員進行了以下排查工作。

(1) 進行機組真空嚴密性試驗。倘若嚴密性試驗合格，則說明負壓區漏入的空氣量少，漏入的氧氣含量少，對凝結水溶解氧的影響小，表明真空系統無泄漏。啟動2臺真空泵，真空度無明顯升高，凝結水溶解氧基本無變化，可以排除軸封、低壓缸防爆門等汽側系統對溶解氧的影響。

(2) 凝汽器的過冷度是指凝汽器凝結水溫度與汽輪機排汽壓力下所對應飽和溫度的差值。根據熱力除氧原理的傳熱條件，凝結水溫度越接近排汽壓力對應的飽和溫度，其溶解氧越少。過冷度越小，機組凝結水的含氧量就越少。一般來說，過冷度較大的主要原因是由凝汽器嚴重漏空氣、冷卻水量過多或水溫過低引起的。機組低負荷時，對過冷度進行連續記錄時發現，其溫度穩定在1 ℃左右，可以排除凝結水過冷卻的影響。

(3) 凝汽器的溫升是凝汽器冷卻水出口溫度與進口溫度的差值，一般是由凝汽器銅管臟污引起的。低負荷時，凝汽器的溫升為10 ℃，凝結水溶解氧雖然超標但無硬度，且每天往凝汽器銅管內投入膠球，收球率均在97 %以上，可以排除凝汽器銅管的影響。

(4) 在正常運行中，凝汽器為高度真空，利用凝汽器的真空將凝補水箱的水抽至凝汽器。若凝汽器補水管道存在漏點，在凝汽器補水過程中導致空氣漏入，將影響凝結水的溶解氧。因此，開展凝結水輸送泵試驗，使凝汽器的補水管道達到正壓，全面檢查凝汽器補水管道，并未找到漏點，可以排除凝汽器補水管道泄漏的影響。

(5) 低負荷時提高主機、小機軸封壓力，保證各軸封不吸氣、不冒汽，防止油中進水，還可防止漏氣。此時，凝汽器溶解氧無變化，可以排除主機、小機軸封的影響。

(6) 低負荷時解列7、8號低壓加熱器，隔離低壓加熱器負壓系統，觀察2 h，發現凝結水溶解氧無變化，可以排除7、8號低加的影響。

(7) 凝結水溶解氧升高時，化學監督人員發現凝結水系統溶解氧升高，溶解氧達到80～160 μg/L，但校對儀表顯示正確。起初，檢查人員懷疑凝汽器泄漏，但化學實驗表明只有凝結水、給水的溶解氧升高，凝結水硬度等指標均正常。凝汽器真空嚴密性試驗也表明其指標正常。因此，檢查人員認為有細微的空氣漏入系統，遂在真空系統全范圍內進行查找，并在可能泄漏的部位涂抹黃油等，但效果不甚明顯。

(8) 在查找過程中，凝結水中的溶解氧含量曾高達200 μg/L。為此，電廠召集運行、檢修部門到現場進行檢查，將便攜式溶解氧表接至凝結水泵出口，進行逐步排查，并采取蠟燭查漏的方法，終于發現1號凝結水泵的泵側抽空氣管接口法蘭泄漏。隨后將其切換至2號凝結水泵，同時停運1號凝結水泵，進行抽空氣管法蘭的堵漏。用密封劑封堵后，凝結水溶解氧大幅度下降，但仍未達到正常運行值，即小于30 μg/L的要求。

(9) 明確漏氣部位后，檢查人員將精力集中在凝結水泵泵體至凝汽器連接管道的范圍，并在這個范圍內發現如下可疑點：

① 凝結水泵入口母管放水門；

② 1、2號凝結水泵入口門；

③ 1、2號凝結水泵入口濾網放水門；

④ 1、2號凝結水泵入口濾網放空氣門；

⑤ 1、2號凝結水泵機械密封；

⑥ 1、2號凝結水泵抽空氣管及其閥門。

工作人員采取了如下措施：在凝結水泵母管放水門閥體及管道涂抹密封膠，并采取軟塑料袋進行包扎；對入口門各法蘭結合面進行密封膠封堵；對濾網法蘭結合面進行密封膠封堵；對濾網放空氣門進行檢查、封堵。

(10) 為了保證治理效果，檢修人員將凝結水泵入口母管放水門用一水桶罩住，在桶內加入易干膠，將閥門及管道全部密封，杜絕空氣漏入，并根據其他電廠的工作經驗，將凝結水泵的機械密封由閉式水帶改為凝結水帶。

(11) 根據電科院的建議，在凝汽器內對除鹽水補給水管道進行改造，將原來的管道鉆孔改為噴嘴形式，將其接在凝汽器喉部偏下位置，使除鹽水以霧狀噴出，以利于除鹽水的除氧效果。在熱井上部距凝汽器底部500 mm處，垂直交叉加裝2層角鋼，角鋼間距30 mm，層間距50 mm，每層用角鋼20根。凝結水擊濺在角鋼上形成細小水流后充分分散，增加了水流的表面積，提高了凝汽器的除氧效果，從而減少了凝結水的溶解氧。因為凝汽器的除氧能力較強，只要凝汽器真空嚴密性合格，真空系統漏入的空氣絕大多數均能通過真空泵抽出，保證了凝汽器內凝結水溶解氧小于30 μg/L。

(12) 將機組的熱網停止，低負荷時凝汽器的溶解氧含量也合格。對熱網系統進行重點檢查，發現在低負荷時，由于供給熱網的五抽壓力低至微負壓，且五抽疏水管關不嚴而使空氣進入凝汽器，造成低負荷凝汽器溶解氧超標。為此，將五抽疏水門重新關嚴，機組的凝汽器溶解氧達到了合格標準。

4 結束語

凝汽器的溶解氧超標是一個綜合性的問題，通過上述分析可以看出：解決凝汽器溶解氧超標的問題應針對具體問題進行分析，才能取得良好效果，同時也給同類型機組在查找凝汽器溶解氧超標的問題開拓了思路。

1 姚曉東．F級燃氣輪機凝結水中氧的質量濃度偏高的原因分析及處理[J]．華電技術，2011(07)．